Энергоэффективные электроприводы газоперекачивающих агрегатов газопроводов на базе интеллектуальных систем управления и мониторинга

• Автор: Крюков, Олег Викторович
• Шифр специальности: 05.09.03
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2015
• Место защиты: Нижний Новгород
• Количество страниц: 312 с. : ил.

Список принятых сокращений

Введение
Глава 1 Особенности компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими агрегатами

1.1. Перспективы развития газотранспортных систем России

1.2. Анализ структур современных компрессорных станций

1.3. Классификация и особенности работы ГПА на газопроводах

1.4 Состав парка ЭГПА, его ресурс и требования к электроприводу

1.4.1. Существующий парк ЭГПА в ОАО «Газпром»

1.4.2. Наработка и ресурс существующего парка ЭГПА

1.4.3.Технические требования к ЧРП ЭГПА и САУ

1.5. Оценка эффективности модернизации ЭГПА
Выводы
Глава 2 Режимы работы и математическое моделирование ЭГПА
2.1 .Анализ работы ЭГПА с мощными турбокомпрессорами
2.1.1. Причины высокой энергоемкости ЭГПА на газопроводах
2.1.2. Характеристики нагнетателей и их влияние на привод
2.1.3. Испытания нагнетателей со сменными проточными частями
2.2. Анализ преимуществ электрических машин при работе в ЭГПА
2.3. Параллельная работа нескольких ЭГПА на единый газопровод
2.4. Моделирование динамических режимов работы ЭГПА
2.5. Классификация и методологические основы формализации внешних возмущений, действующих на оборудование компрессорных станций
Выводы
Глава 3 Структурно-параметрический синтез инвариантных ЭГПА
3.1. Принципы построения замкнутых САР ЭГПА со стабилизацией давления газа на выходе компрессорных станций при стохастических возмущениях
3.2. Теоретическое обоснование получения регрессионных алгоритмов управления ЭГПА
3.3. Метод расчета регрессионных алгоритмов управления ЧРП ЭГПА

3.4. Анализ многофакторных регрессионных алгоритмов ЭГПА
3.5. Компьютерное моделирование САР давления ЭГПА
3.6. Аппаратные преимущества современной техники ЧРП ЭГПА
3.6.1. Высоковольтные ПЧ для регулирования ЭГПА
3.6.2. Оптимизация параметров в мультипроцессорных САР ЭГПА
Выводы
Глава 4 Встроенная система и лингвистические алгоритмы оперативного мониторинга и прогнозирования состояния ЭГПА
4.1. Анализ ЭГПА как объектов диагностики и требования нормативнотехнической документации ОАО «Газпром»
4.2. Статистический анализ причин повреждаемости ЭГПА
4.2.1. Общий анализ эксплуатационной надежности ЭГПА
4.2.2. Влияние нагрева статорных обмоток на ресурс изоляции СД
4.2.3. Анализ влияния изменений питающего напряжения
4.2.4. Электродинамические нагрузки в стержнях статора СТД
4.2.5. Частичные разряды в высоковольтной обмотке СД
4.3. Математическое описание процедуры диагностирования ЭГПА
4.3.1. Методологический подход к диагностированию ЭГПА
4.3.2. Диагностические модели нерегулируемого СД ЭГПА
4.3.3. Диагностические модели частотно-регулируемого ЭГПА
4.4. Синтез алгоритмов диагностирования состояния ЭГПА
4.4.1. Методология систем прогнозирования состояния ЭГПА
4.4.2. Модели процессов функционирования ЭГПА
4.4.3. Методология нейронных сетей технического состояния ЭГПА
4.4.4. Сопоставление результатов с методом временных рядов
Выводы
Глава 5 Оптимизация энергопотребления элсктропрнводнымн КС в рамках магистральных газопроводов
5.1. Пути повышения системной энергоэффективности ЭГПА МГ
5.2. Оптимизация параметров МГ средствами АВО газа

5.2.1. Методологический подход
5.2.2. Математические модели процессов в АВО газа
5.3. Оптимизация работы линейного участка газопровода
5.4. Исследование оптимизированных систем ЛПУ МГ
5.5.Практическая оценка эффекта оптимизации режимов МГ
Выводы
Глава 6 Вопросы практической реализации ЭГПА на КС МГ
6.1. Экспериментальные данные новых энергоэффективных ЭГПА
6.2. Реализация малолюдных технологий мониторинга “on-line” и Ethernet при модернизации ЭГПА
6.2.1.Примеры реализации технологий мониторинга “on-line” на КС
6.2.2.Примеры реализации Ethemet-технологий на КС
6.2.3 .Примеры реализации технологий магнитного подвеса в ЭГПА
6.3. Новые технические решения по повышению надежности СЭС ЭГПА..
6.3.1. Анализ перспектив развития энергосистем РФ для возможного применения ЭГПА на КС
6.3.2. Применение новых технических средств повышения надежности центральных сетей, питающих электроприводные КС
6.4. Экологические и социальные аспекты внедрения АСУ ЭГПА
6.5. Технико-экономические параметры внедрения ВВ ЧРП на ЭГПА
6.5.1. Оценка экономии электроэнергии при модернизации ЭГПА
6.5.2. Оценка экономической эффективности ЭГПА при реконструкции компрессорных станций
6.5.3. Оценка экономической эффективности ЭГПА при новом строительстве компрессорных станций
Выводы
Заключение
Список литературы Приложения

изготовления и ввода в эксплуатацию, сегодня уже не соответствуют современным требованиям по энергоэффективности и надежности транспорта газа. Невозможность плавного изменения скорости вращения привода, потери мощности от эксплуатации маслосистемы агрегата, редуктора, подшипников скольжения, системы уплотнения масло/газ и потери мощности привода от вихревых токов обмоток ротора - всё это указывает на моральный износ парка ЭГГТА.
1.4.3. Технические требования к ЧРП ЭГПА и САУ
Состав электропривода ГПА:
• высоковольтный электродвигатель переменного тока (асинхронный или синхронный) на мощности 2,5 - 4 - 6,3 (8,2) -10(12,5) - 16 - 25 МВт;
• многоуровневый высоковольтный преобразователь частоты на базе автономного инвертора тока для плавного пуска и регулирования напряжения и частоты питания электродвигателя в требуемом диапазоне изменения скорости вращения [99];
• многофункциональный контроллер, обеспечивающий функции интеллектуального управления и мониторинга технического состояния электропривода в режиме реального времени;
• при использовании синхронных машин с электромагнитным возбуждением - цифровой возбудитель, обеспечивающий векторное управление ЭГПА и стабилизацию угла нагрузки на оптимальном уровне;
• при использовании асинхронных машин с короткозамкнутым ротором - система электромагнитного подвешивания ротора;
• коммуникационные средства и интерфейсы для обмена информацией о состоянии ЭГПА и интеграции в АСУ КС.
Требования к питающей сети:
• номинальное напряжение сети 1/п = 10 кВ;
• отклонение напряжения от номинального значения:
61/ % = (АШи,,)-100 % = +5 % - нормальное отклонение,